TUST por barramento no LRCAP 2026: a barra errada custa mais que a bonificação inteira

Q: A bonificação de localização compensa uma TUST alta?

Não. O fator 0,9 dá 10 % de desconto no preço de lance para efeito de classificação, equivalente a R$ 2,8 a 3,5 milhões por ano num projeto de 30 MW. A diferença de tarifa entre a melhor e a pior barra do conjunto é de R$ 3,71 milhões por ano — de 1,08 a 1,32 vez o valor da bonificação, e em sentido contrário.

Q: Onde a TUST aparece além da conta mensal?

Na garantia financeira da solicitação de acesso: a garantia é de três meses de montante de uso multiplicado pela TUST. Nos 71 barramentos analisados, de R$ 689,4 mil a R$ 1,62 milhão para 30 MW.

Resposta direta: a tarifa de uso da transmissão para geração (TUSTg) varia 2,35 vezes entre os 71 barramentos candidatos do leilão de baterias com tarifa publicada — de R$ 7,66 (Brumado II 230 kV, BA) a R$ 17,97 (Jaíba 500 kV, MG) por kW por mês. Num sistema de 30 MW, essa diferença é de R$ 3,71 milhões por ano: R$ 55,7 milhões ao longo dos 15 anos de contrato, ou R$ 28,2 milhões de valor presente a 10 % real. A bonificação de localização (β = 0,9), que dá 10 % de vantagem no lance, vale entre R$ 2,82 e R$ 3,45 milhões por ano no mesmo projeto. Escolher a barra certa dentro da lista de bonificados vale mais que a bonificação inteira — de 1,08 a 1,32 vez — e o projeto pode ganhar o bônus no lance e devolvê-lo na tarifa sem que ninguém perceba, porque o β aparece na classificação e a TUST aparece na planilha de custos.

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Por que a TUST decide um projeto de armazenamento

O encargo mensal de uso da transmissão é simples: EUST = MUST × TUST. O montante de uso (MUST) de um sistema de armazenamento é a potência que ele injeta na rede; a tarifa (TUST) é nodal, ou seja, muda de barramento para barramento em função da localização elétrica do ponto na Rede Básica.

Duas decisões da ANEEL, ambas de 2026, tornaram esse número decisivo para bateria:

Ao aprovar o primeiro ciclo do marco regulatório do armazenamento, a agência permitiu MUST de consumo nulo para sistemas operados integralmente pelo ONS — que é o caso do vencedor do LRCAP. Na prática, o projeto contrata montante de uso só para a injeção, e não paga duas vezes pela recarga.
O ciclo tarifário 2026/2027 avançou na transição para o sinal locacional, agora com peso de 60 % para o cenário regional contra 40 % para o nacional. O efeito é que gerar onde já sobra geração ficou mais caro, e consumir ali ficou mais barato.

A consequência é contraintuitiva e é o assunto desta página: os barramentos com mais margem de escoamento são, em boa parte, os que têm a TUST de geração mais cara — porque margem sobra onde a rede foi construída para exportar, e é exatamente aí que o sinal locacional cobra do gerador.

Os números, barramento a barramento

Os 71 barramentos da nossa lista que têm tarifa de geração publicada, em ordem crescente de tarifa. Para um sistema de 30 MW (o mínimo do certame), com MUST de injeção de 30 MW — a ANEEL liberou MUST de consumo nulo para armazenamento despachado pelo ONS, então não há montante de recarga a contratar. A coluna de margem é a nossa estimativa de injeção anual pelo pior dos 8 patamares; a coluna "% da receita" compara o encargo anual com a receita fixa que o projeto precisaria para fechar a conta, entre R$ 28,2 e R$ 34,5 milhões por ano.

Encargo anual: R$ 2.757.600 na melhor barra, R$ 4.345.200 na mediana, R$ 6.469.200 na pior.

#	Barramento	kV	UF	TUSTg (R$/kW·mês)	Margem de injeção (MW)	Encargo anual (R$)	% da receita
1	Brumado II	230	BA	7,66	544	2.757.600	8–10 %
2	Ibicoara	230	BA	9,56	731	3.441.600	10–12 %
3	Campina Grande II	230	PB	10,13	2031	3.646.800	11–13 %
4	Delmiro Gouveia	230	CE	10,16	1250	3.657.600	11–13 %
5	Campina Grande III	230	PB	10,27	706	3.697.200	11–13 %
6	Três Marias	345	MG	10,44	431	3.758.400	11–13 %
7	Floresta II	230	PE	10,44	706	3.758.400	11–13 %
8	Icó	230	CE	10,65	688	3.834.000	11–14 %
9	Buritizeiro 3	345	MG	10,71	769	3.855.600	11–14 %
10	Arinos 2	500	MG	10,88	1075	3.916.800	11–14 %
11	Várzea da Palma 4	345	MG	10,94	688	3.938.400	11–14 %
12	Rio Formoso II	230	BA	10,96	556	3.945.600	11–14 %
13	Cauípe	230	CE	10,99	794	3.956.400	11–14 %
14	Fortaleza	230	CE	11,02	1431	3.967.200	11–14 %
15	Rio das Éguas	230	BA	11,06	581	3.981.600	12–14 %
16	Bom Nome	230	PE	11,08	650	3.988.800	12–14 %
17	Fortaleza II	230	CE	11,09	825	3.992.400	12–14 %
18	Igaporã III	500	BA	11,18	719	4.024.800	12–14 %
19	Abaiara	230	CE	11,19	625	4.028.400	12–14 %
20	Tacaratu	230	PE	11,20	706	4.032.000	12–14 %
21	Banabuiú	230	CE	11,22	794	4.039.200	12–14 %
22	Santa Luzia II	500	PB	11,36	650	4.089.600	12–15 %
23	Morro do Chapéu II	500	BA	11,40	850	4.104.000	12–15 %
24	Piripiri	230	PI	11,42	650	4.111.200	12–15 %
25	Barreiras	230	BA	11,45	500	4.122.000	12–15 %
26	Igaporã III	230	BA	11,57	669	4.165.200	12–15 %
27	Barreiras II	230	BA	11,63	519	4.186.800	12–15 %
28	Pindaí II	230	BA	11,67	1131	4.201.200	12–15 %
29	Igaporã II	230	BA	11,71	662	4.215.600	12–15 %
30	Sobral II	230	CE	11,71	788	4.215.600	12–15 %
31	Marangatu	230	PI	11,74	631	4.226.400	12–15 %
32	Morro do Chapéu II	230	BA	11,77	825	4.237.200	12–15 %
33	Irapé	230	MG	11,88	750	4.276.800	12–15 %
34	Irecê	230	BA	11,92	731	4.291.200	12–15 %
35	Sol do Sertão	500	BA	11,96	494	4.305.600	12–15 %
36	Fortaleza II	500	CE	12,07	812	4.345.200	13–15 %
37	João Câmara III	230	RN	12,07	719	4.345.200	13–15 %
38	Gentio do Ouro II	500	BA	12,10	431	4.356.000	13–15 %
39	Ourolândia II	500	BA	12,16	400	4.377.600	13–16 %
40	Sobral III	230	CE	12,16	794	4.377.600	13–16 %
41	Jaguaruana II	500	CE	12,21	800	4.395.600	13–16 %
42	Irapé	345	MG	12,22	638	4.399.200	13–16 %
43	Russas II	230	CE	12,27	781	4.417.200	13–16 %
44	Jaguaruana II	230	CE	12,33	788	4.438.800	13–16 %
45	Açu II	230	RN	12,38	506	4.456.800	13–16 %
46	Mossoró IV	230	RN	12,39	788	4.460.400	13–16 %
47	Açu III	230	RN	12,42	731	4.471.200	13–16 %
48	Mossoró II	230	RN	12,46	706	4.485.600	13–16 %
49	Tabocas do Brejo Velho	230	BA	12,50	288	4.500.000	13–16 %
50	Buritirama	500	BA	12,54	356	4.514.400	13–16 %
51	Pecém II	230	CE	12,56	794	4.521.600	13–16 %
52	Quixeré	230	CE	12,60	250	4.536.000	13–16 %
53	Alex	230	CE	12,65	781	4.554.000	13–16 %
54	Ourolândia II	230	BA	12,69	712	4.568.400	13–16 %
55	Janaúba 3	230	MG	12,77	1169	4.597.200	13–16 %
56	Gilbués II	500	PI	12,83	394	4.618.800	13–16 %
57	Juazeiro da Bahia III	230	BA	12,88	419	4.636.800	13–16 %
58	Queimada Nova II	500	PI	12,89	300	4.640.400	13–16 %
59	Jaguarari	230	BA	12,89	275	4.640.400	13–16 %
60	São João do Piauí	230	PI	12,91	569	4.647.600	13–16 %
61	Futura	500	BA	13,01	606	4.683.600	14–17 %
62	São João do Piauí	500	PI	13,06	619	4.701.600	14–17 %
63	Senhor do Bonfim II	230	BA	13,07	406	4.705.200	14–17 %
64	Sobradinho	500	BA	13,08	588	4.708.800	14–17 %
65	Juazeiro da Bahia II	230	BA	13,21	431	4.755.600	14–17 %
66	Picos	230	PI	13,22	412	4.759.200	14–17 %
67	Sobradinho	230	BA	13,36	562	4.809.600	14–17 %
68	Campo Formoso	230	BA	13,46	275	4.845.600	14–17 %
69	Gentio do Ouro II	230	BA	14,58	406	5.248.800	15–19 %
70	Jaíba	230	MG	15,21	1031	5.475.600	16–19 %
71	Jaíba	500	MG	17,97	1031	6.469.200	19–23 %

O encargo de transmissão consome de 8 % a 23 % da receita que o projeto precisa. Não é uma linha secundária da planilha: é a segunda maior despesa operacional depois do próprio capital.

E a forma da distribuição importa tanto quanto a amplitude: 47 dos 71 pontos ficam entre R$ 11 e R$ 13, e a dispersão inteira vem das pontas — um barramento abaixo de 9 e dois acima de 15. Na prática, isso significa que a escolha da barra é quase indiferente no meio do campo e decisiva nas caudas. Quem cai numa delas, cai por acidente.

Jaíba é a armadilha; Brumado II é o destaque

Jaíba (MG) tem 1.031 MW de margem de injeção — das maiores da nossa lista. E tem a pior TUSTg dos 71: R$ 17,97/kW·mês em 500 kV, o segundo valor mais alto do país. Quem escolhe barramento olhando só a margem escolhe Jaíba, e paga R$ 3,71 milhões por ano a mais que em Brumado II pelo mesmo sistema.

E a armadilha é dupla, porque a margem de Jaíba também não resiste à contingência: em 230 kV a margem firme é ZERO — a perda do circuito 1815-1816#1 consome os 1.031 MW inteiros —, e em 500 kV sobram 553 MW, 46 % a menos. Há 216 MW anunciados à venda no ponto de 230 kV, contra margem firme nula. Pior tarifa do país e nada garantido na contingência: é o barramento que só a margem N faz parecer bom.

E Jaíba não está sozinha. Entre os pontos com margem acima de 400 MW, quatorze estão no quartil mais caro — Jaíba nos dois níveis (17,97 e 15,21), Gentio do Ouro II (14,58), Sobradinho 230 (13,36), Picos (13,22), Juazeiro da Bahia II (13,21), Sobradinho 500 (13,08), Senhor do Bonfim II (13,07), São João do Piauí 500 (13,06), Futura (13,01), São João do Piauí 230 (12,91), Juazeiro da Bahia III (12,88), Janaúba 3 230 (12,77) e Ourolândia II (12,69). É um padrão, não uma exceção: a margem sobra onde a rede foi construída para exportar, e é exatamente ali que o sinal locacional cobra do gerador.

E há um detalhe que quase ninguém checa: na mesma subestação, o nível de tensão do ponto muda a tarifa. Jaíba em 230 kV custa R$ 15,21 contra R$ 17,97 em 500 kV — R$ 993.600 por ano de diferença, em 30 MW, só pela escolha do barramento de conexão dentro da mesma instalação.

Do outro lado, seis barramentos combinam margem de sobra com tarifa baixa — as seis mais baratas entre as que têm ao menos 400 MW de margem de injeção:

Barramento	UF	kV	Margem de injeção (MW)	Margem firme N-1 (MW)	Queda	TUSTg
Brumado II	BA	230	544	384	29 %	7,66
Ibicoara	BA	230	731	347	53 %	9,56
Campina Grande II	PB	230	2031	594	71 %	10,13
Delmiro Gouveia	CE	230	1250	1250	0 %	10,16
Campina Grande III	PB	230	706	709	0 %	10,27
Três Marias	MG	345	431	322	26 %	10,44

Brumado II é a tarifa mais baixa dos 71 e sozinha explica quase metade da amplitude do conjunto.

E a coluna da margem firme é a que muda a leitura. Margem de injeção é o que a rede aceita com tudo em serviço; margem firme é o que sobra quando cai o elemento crítico, e é ela que o projeto precisa ter no dia ruim. Campina Grande II é a que reúne mais margem do conjunto (2.031 MW) — e perde 71 % dela na contingência crítica, a maior queda das seis, restando 594 MW com a perda do circuito 300-500#1 no patamar de máxima noturna úmido. Os 500 MW anunciados à venda no ponto, que davam uma razão de oferta sobre margem de 0,25× contra o N, viram 0,84× contra a firme. Continua cabendo — mas com folga de 94 MW, não de 1,5 GW. E a barra vizinha, no mesmo pátio, se comporta ao contrário: Campina Grande III tem menos margem de partida (709 MW contra 2031) e não perde nada na contingência crítica — firme de 709 MW, queda de 0 %, com a razão de oferta parada em 0,71×. Pelo ranking da margem N ela é a pior das duas; pela firme, que é o que vale no dia ruim, ela é a melhor — 709 MW contra 594. Ibicoara perde 53 % pelo mesmo tipo de motivo. No extremo oposto, Delmiro Gouveia não perde nada: 1.250 MW nos dois cenários.

Duas ressalvas de método, porque a tabela cruza dois estudos: a margem firme vem do estudo de contingências N-1, que hoje cobre 140 barras e alcança as seis desta tabela. Onde não alcançar, a coluna diz "não calculada", que não é o mesmo que zero. E a queda é a do próprio estudo N-1, não 1 − firme/injeção: os dois estudos escolhem o patamar crítico de forma independente, e o N deles difere do publicado aqui em alguns MW (Ibicoara, 734 contra 731). A análise da sobredemanda por barramento tem a razão de oferta de todos os pontos, calculada contra o N.

O sinal locacional por estado

A tarifa de geração do ciclo 2026/2027, em R$/kW·mês, por unidade da federação:

Região	Faixa da média estadual (geração)
Sul (RS, SC, PR)	5,73 a 5,93
São Paulo · Rio de Janeiro · Espírito Santo	6,84 · 8,23 · 8,90
Minas Gerais	9,34 de média, mas com faixa de 6,75 a 17,97
Nordeste (AL, SE, PE, PB, BA, MA, CE, RN, PI)	8,11 · 8,86 · 9,33 · 9,83 · 10,09 · 11,42 · 11,72 · 11,90 · 12,38

O Nordeste é caro para geração, como o sinal locacional pretende. Mas o extremo não está lá: está no norte de Minas, onde a média estadual esconde uma dispersão de quase três vezes. Média de estado não serve para decidir ponto de conexão — só o valor do barramento serve.

O mesmo número decide a garantia de acesso

Quem for pedir acesso pela Temporada de Acesso encontra a TUST de novo, agora na garantia financeira. Para central geradora e sistema de armazenamento autônomo, o Módulo 5 das Regras dos Serviços de Transmissão manda:

GPA = 3 meses × Montante de Uso Solicitado [MW] × TUST [R$/MW·mês]

Nos 71 barramentos da tabela, isso dá de R$ 689,4 mil (Brumado II) a R$ 1,62 milhão (Jaíba 500 kV) para uma solicitação de 30 MW. A garantia é devolvida com a celebração do contrato de uso ou quando o Operador declarar a inviabilidade técnica — mas fica aportada enquanto o pedido corre, e o Parecer de Acesso vale 90 dias, revalidável uma única vez por mais 90.

O que fazer com isso

Antes do lance: o encargo de transmissão entra na receita fixa que você vai ofertar. A calculadora de lance de equilíbrio tem o campo de TUST justamente porque cada real por kW por mês move o preço que fecha a conta.
Ao comparar barramentos: margem não é suficiente e tarifa não é suficiente. O ponto bom é o que tem margem, tem margem firme sob contingência e tem tarifa baixa — e a interseção dos três é bem menor que cada lista isolada.
Ao avaliar um projeto à venda: peça a TUST do ponto, na resolução ou despacho vigente, e não uma média. Os 12 pontos que decidem estão no checklist de due diligence.
Depois de 30/09: a capacidade oficial de cada barramento sai na Nota Técnica de Quantitativos, e o cruzamento dela com esta tabela entra na comparação previsto × oficial.

Método e procedência

As margens de injeção são estimativa própria, por fluxo de potência sobre os casos de referência públicos do planejamento (EPE), no pior dos 8 patamares do ano — a metodologia completa está na previsão de margem barra a barra. A fórmula da garantia é o Módulo 5 das Regras dos Serviços de Transmissão, revisão 5. A receita de referência (R$ 0,94 a 1,15 milhão por MW por ano) é o lance de equilíbrio do nosso modelo de viabilidade, na faixa que a Aurora Energy Research apontou como necessária para bateria de 4 horas no Brasil.

Os valores de TUSTg são do Anexo I do Despacho ANEEL nº 2.269/2026 (ciclo 2026/2027) — a tarifa de geração aplicada por ponto de conexão, em 923 barramentos, com piso de R$ 5,67, média de R$ 8,69 e teto de R$ 19,45 por kW por mês. A tabela é gerada da base oficial, não digitada.

A cobertura é declarada: dos 141 pontos da nossa lista, 71 têm tarifa de geração publicada. Os demais não são falha de casamento — 41 são subestação ausente da base da TUST (obra do próprio certame), 19 têm a subestação em outro nível de tensão (o pátio candidato é obra) e 9 casam com barra que não tem tarifa de geração, porque só 923 das 1.774 barras têm.

O casamento exige três evidências: nome, nível de tensão e unidade da federação. A coordenada é a quarta, e deliberadamente a última — é a única das quatro que erra por dado ruim em vez de por identidade errada. Em 10 dos 71 pontos o cadastro do ONS e a base da TUST põem a mesma subestação a mais de 60 km de distância, chegando a 107 km em Janaúba 3: são pátios distintos da mesma instalação, ou geodado impreciso. Nesses casos a divergência fica registrada no nosso arquivo de saída em vez de derrubar o casamento — vetar por ela nos custaria barramentos cuja identidade está estabelecida pelas outras três evidências, entre eles Açu II, Jaíba e Sobral III.

E há uma armadilha que vale registrar, porque erra por quase dois reais por kW por mês: a base oficial traz mais de uma coluna de tarifa por barra, e a que vale para a geração é a TUST controlada por envoltória tarifária, do Anexo I — não a "TUST Barra ≥ Piso Tarifário" que aparece nos relatórios intermediários do programa. Em Açu II 230 kV, a segunda dá R$ 14,18 contra os R$ 12,38 efetivamente aplicados; em Campina Grande II 230, R$ 12,53 contra R$ 10,13. Quem ler a coluna errada superestima o encargo em até 24 %. A regra está no item 5 do Submódulo 9.4 do PRORET e no § 35 da Nota Técnica nº 103/2026-STR/ANEEL.

Perguntas frequentes

O que é a TUST por barramento? É a tarifa de uso do sistema de transmissão, calculada de forma nodal: cada barramento da Rede Básica tem a sua, em R$/kW·mês, conforme a localização elétrica do ponto. Há tarifa de geração (TUSTg) e de carga, e elas diferem no mesmo ponto.

Quanto a TUST pesa num projeto de bateria de 30 MW? Entre 8 % e 23 % da receita fixa necessária, conforme o barramento — de R$ 2,8 a R$ 6,5 milhões por ano nos 71 pontos desta tabela.

A bonificação de localização compensa uma TUST alta? Não. O β = 0,9 dá 10 % de desconto no preço de lance para efeito de classificação, o que equivale a R$ 2,8 a 3,5 milhões por ano num projeto de 30 MW. A diferença de tarifa entre a melhor e a pior barra do conjunto é de R$ 3,71 milhões por ano — de 1,08 a 1,32 vez o valor da bonificação, e em sentido contrário.

A TUST muda dentro da mesma subestação? Muda com o nível de tensão do ponto de conexão. Em Jaíba, 230 kV custa R$ 15,21 e 500 kV custa R$ 17,97 por kW por mês — R$ 993,6 mil por ano de diferença em 30 MW.

Onde a TUST aparece além da conta mensal? Na garantia financeira da solicitação de acesso: GPA = 3 meses × montante de uso × TUST. Nos barramentos desta tabela, de R$ 689,4 mil a R$ 1,62 milhão para 30 MW.

Publicado em 08/09/2026. Margens de escoamento: estimativa própria por fluxo de potência sobre os casos públicos da EPE, com método declarado. TUSTg: Anexo I do Despacho ANEEL nº 2.269/2026 (ciclo 2026/2027), conferido contra a base de dados oficial do Programa Nodal. Garantia de acesso: Módulo 5 das Regras dos Serviços de Transmissão, revisão 5. Esta página é leitura de engenharia e não substitui os atos oficiais da ANEEL, do ONS e da EPE.